​Il mercato della capacità in Polonia è stato la principale fonte di entrate per i progetti di batterie su scala utility del paese, offrendo pagamenti a lungo termine garantiti dal governo per la disponibilità. Dal 2022 al 2024, le aste sulla capacità in Polonia hanno assegnato alcuni dei contratti BESS più generosi in Europa. Nel 2025, i pagamenti effettivi per la capacità sono diminuiti dell'85%. In questo periodo, tra 11 e 12 GW di batterie sono stati programmati per la consegna entro il 2030.

Ma il solo mercato della capacità non può più sostenere le batterie ora che il fattore di derating è stato ridotto. Tuttavia, l’interesse per l’asta è rimasto elevato, a dimostrazione che il caso di investimento per i BESS è interessante anche su base merchant.

L’arbitraggio sul mercato del giorno prima, il nuovo aFRR integrato con PICASSO e un mercato intraday in crescita costituiscono ora il nucleo delle entrate merchant.

Punti chiave

• Il fattore di derating dei BESS è sceso dal 95% al 13,4% in tre anni, riducendo le entrate fisse, ma 5,1 GW di BESS fisici sono comunque stati assegnati nell’asta di dicembre 2025.
• Gli spread del giorno prima in Polonia hanno raggiunto una media di 153 €/MWh nel 2025, il 17% in più rispetto alla Germania, evidenziando un mercato redditizio per i BESS.
• Il mercato dei servizi ancillari in Polonia mostra ancora margini di ricavo non saturi, ma la competizione europea sull’aFRR tramite Picasso sta iniziando a ridurre i prezzi nei periodi estivi.

Il taglio del derating ha ridotto dell’85% i pagamenti per la capacità dei BESS in tre anni

Il mercato della capacità polacco è stato uno dei più redditizi d’Europa. Tuttavia, in tutta Europa, il successo dei BESS nel mercato della capacità dipende dal derating, che determina quanta parte della capacità installata di una batteria viene conteggiata nell’asta. Al 95%, una batteria da 100 MW viene remunerata per 95 MW. Al 13,4%, solo per 13,4 MW.

In Polonia, Polskie Sieci Elektroenergetyczne (PSE, il TSO polacco) ha applicato questo fattore uniformemente su tutte le durate, a differenza di altri mercati europei dove il derating varia in base alla durata della batteria.

In soli tre anni, il derating è sceso dal 95% al 60% e poi al 13,4% nell’ultima asta secondo l’attuale regolamento. L’ultima ondata di progetti, quindi, riceve pagamenti per la capacità solo su un settimo della capacità fisica.

L’asta di dicembre 2025 ha assegnato 5,1 GW di capacità fisica BESS, ma una volta deratingata, ciò equivale a soli ~685 MW di capacità remunerata. Eppure questo è stato l’anno record per i progetti BESS in Polonia, segno che il mercato è fiducioso che le entrate merchant siano sufficienti a sostenere gli asset.

Il derating favorisce le batterie a breve durata, ma dominano ancora quelle da 4 ore

Il taglio del derating è stato deciso in modo amministrativo, senza una metodologia trasparente e sensibile alla durata. Un derating uniforme favorirebbe normalmente batterie di breve durata. Tuttavia, i dati mostrano che le batterie da 4 ore hanno dominato anche nell’asta del 2025.

Questo indica che il valore del contratto CM non è più considerato la fonte marginale di ricavo per gli sviluppatori BESS. Gli sviluppatori puntano invece direttamente agli ampi spread del mercato all’ingrosso, con i fondamentali di mercato che suggeriscono batterie di durata maggiore.

Con il meccanismo che ormai promette pochissimi incrementi di ricavo, l’attenzione per i BESS in Polonia non è più sulle generose aste di capacità, ma sulla solidità delle entrate merchant a giustificare l’investimento.

Servizi ancillari, arbitraggio giorno prima e intraday sono ora il core delle entrate

Oltre al mercato della capacità, la principale fonte di ricavi attuale in Polonia saranno i servizi ancillari nella fase iniziale del mercato. In altri paesi europei, i BESS hanno iniziato con alti ricavi da FCR e aFRR, per poi spostarsi sui mercati all’ingrosso quando questi servizi si sono saturati.

Il mercato dei servizi ancillari polacco ha subito due trasformazioni chiave. Le riforme del mercato del bilanciamento a giugno 2024 hanno separato formalmente i ruoli di BRP (Balance Responsible Party) e BSP (Balancing Service Provider), aprendo la strada alla partecipazione diretta delle batterie come fornitori di servizi di bilanciamento.

La Frequency Containment Reserve (FCR) è un servizio di bilanciamento che si attiva automaticamente in pochi secondi per stabilizzare la frequenza della rete a 50 Hz ogni volta che si verifica uno squilibrio tra domanda e offerta. La Polonia procura solo 171-197 MW di capacità FCR, suddivisi tra regolazione verso l’alto e verso il basso. I prezzi medi sono di 15-25 €/MW/h. Il volume richiesto è fissato da PSE, passando da 171 MW a 197 MW a gennaio 2026.

Per gli operatori BESS, la FCR offre ricavi stabili e una grande opportunità per i primi asset BESS di dominare questo mercato. Ma con meno di 200 MW di profondità di mercato, anche pochi asset BESS potrebbero saturarlo rapidamente.

aFRR: maggiore profondità, ma saturazione europea con PICASSO

Il secondo servizio ancillare di interesse per le batterie è la riserva automatica di ripristino della frequenza (aFRR), che risponde entro 5 minuti da una deviazione di frequenza e subentra alla FCR. Con 400–500 MW di capacità aFRR verso l’alto e 400–440 MW verso il basso, questo servizio offre maggiore profondità rispetto alla FCR.

L’11 luglio 2025, Polskie Sieci Elektroenergetyczne (PSE) è entrata in PICASSO (la piattaforma europea per l’attivazione cross-border dell’energia aFRR), integrando la Polonia in una riserva condivisa di aFRR. Da allora, i prezzi della capacità aFRR hanno mostrato una differenza persistente tra regolazione verso l’alto e verso il basso. La capacità verso l’alto si attesta sui 35 €/MW/h, circa il doppio rispetto ai 15–25 €/MW/h della regolazione verso il basso.

Per gli operatori BESS, il solo pagamento di capacità è una fonte affidabile di ricavo in una fase pre-saturazione. Una batteria impegnata su entrambi i sensi di aFRR poteva guadagnare quasi 500.000 €/MW/anno solo per la disponibilità, senza contare eventuali pagamenti di attivazione.

I primi operatori otterranno ritorni iniziali più elevati, ma quando si collegheranno gigawatt di batterie, i prezzi si comprimeranno verso le medie di lungo periodo, come visto in GB, Germania, Australia ed ERCOT.

Arbitraggio giorno prima: il solare sta già rimodellando i prezzi polacchi

Poiché i ricavi dai servizi ancillari tendono a comprimersi rapidamente dopo l’ingresso dei BESS, il business case di lungo termine per le batterie deve basarsi sulla strategia di arbitraggio energetico, principalmente sul mercato del giorno prima. In Polonia ci sono già oltre 24 GW di capacità solare. Nei giorni di alta produzione, ciò è sufficiente a creare forti “duck curve” sui prezzi del giorno prima.

Nelle giornate soleggiate, i prezzi di mezzogiorno scendono sotto -90 €/MWh poiché il solare inonda il mercato. Il parco carbone polacco, poco flessibile e ancora principale fonte di generazione di base, non può ridurre la produzione abbastanza velocemente per assorbire l’eccesso. Spegnere e riavviare un impianto a carbone costa più che sopportare qualche ora di prezzi negativi, così gli impianti continuano a funzionare ma a carichi ridotti.

Quando la produzione solare cala la sera, la domanda cresce, ma le centrali a carbone non riescono ad aumentare la produzione rapidamente, facendo schizzare i prezzi sopra i 150 €/MWh. Gli spread giornalieri hanno raggiunto in media 153 €/MWh nel 2025, il 17% in più rispetto alla Germania.

Mercato intraday: da marginale a essenziale

Il volume intraday in Polonia ha raggiunto 6,7 TWh nel 2025, con una crescita del 170% anno su anno. È ancora poca cosa rispetto ai 106 TWh della Germania, ma il tasso di crescita conta più della dimensione assoluta in questa fase.

I prodotti a 15 minuti sono stati introdotti a giugno 2024 e un nuovo programma per i fornitori di liquidità della Towarowa Giełda Energii (TGE, la borsa elettrica polacca) è stato lanciato all’inizio del 2026.

Per i BESS, il mercato del giorno prima fissa il riferimento, mentre l’intraday consente di fare rebid man mano che cambiano le previsioni e i segnali di sbilanciamento. Un mercato intraday profondo permette alle batterie di ritradare più volte le posizioni, sfruttando la loro flessibilità istantanea e aumentando i ricavi.

L’uscita dal carbone e la crescita delle rinnovabili ampliano gli spread

Il parco carbone polacco si sta riducendo sotto la pressione crescente dell’ETS UE e dell’invecchiamento delle infrastrutture.

Man mano che la quota del carbone nella generazione mensile cala e viene sostituita da rinnovabili intermittenti, gli spread medi giornalieri del giorno prima aumentano. Ogni punto percentuale in meno di carbone aggiunge circa 6 €/MWh allo spread giornaliero.

La Polonia punta a 30 GW di nuove rinnovabili entro il 2035, con il phase-out del carbone come obiettivo finale. Ogni gigawatt di rinnovabili aggiunto rende più ripidi i ramp up/down del carico netto, aumenta l’errore di previsione e porta a più curtailment. Per i BESS, questo significa spread di arbitraggio più ampi e un mercato intraday più profondo, dato che le rinnovabili devono correggere i propri errori di previsione.

Cosa significa per investitori e sviluppatori BESS

Il mercato è giovane:

• Poche batterie operative significano che i ricavi FCR e aFRR resteranno elevati finché non entreranno altri BESS.
• La liquidità intraday a 6,7 TWh è 16 volte inferiore a quella della Germania
• Nessun track record operativo per BESS su scala utility in Polonia a cui fare riferimento

Il risultato è un mercato con fondamentali solidi, ma dove le infrastrutture devono ancora adeguarsi.